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Tres de los 15 hallazgos fueron en el mar; estos se ubicaron en sucre y La Guajira, uno de ellos fue Sirius.
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La ANH reportó que en 2023 se dio la mayor cantidad de descubrimientos de gas natural desde 2014, pero los hallazgos no hacen que se despeje la posibilidad de importar
Un informe de Promigas reveló que, desde 2023 hasta julio de 2024, hubo 15 descubrimientos de proyectos de gas y también de petróleo. Los hallazgos también revelaron que del total de descubrimientos, 12 fueron en tierra firme y los tres restantes fueron en el fondo marino a lo lejos de las costas.
La mayoría de los descubrimientos están en la costa Caribe. Seis de ellos se concentraron en Córdoba, dos en Sucre y La Guajira, y también se identificaron hallazgos en Atlántico, Arauca, Magdalena y César. Los proyectos marinos se hallaron en aguas de Sucre y La Guajira.
Promigas señaló que la Asociación Nacional de Hidrocarburos, ANH, reveló que en 2023 se conocieron las mayores reservas de gas desde 2014. También, manifestó que del total de los proyectos, cinco fueron reportados por CNE Oil & Gas, que es filial de Canacol Energy.
En octubre de 2023, Ecopetrol confirmó el descubrimiento de una acumulación de gas en el pozo Glaucus-1, el cual está en el mar Caribe a 75 kilómetros de la costa; la petrolera afirmó que cuenta con la mitad de la participación, mientras que el otro 50% restante pertenece a Shell.
En diciembre de 2023, LNG Energy y Hocol revelaron el descubrimiento del pozo Bullerenge Oeste-5 en el bloque Sinú San Jacinto. Las pruebas de producción entregaron entre 1 y 2,5 millones de pies cúbicos por día y entre 30 a 80 barriles diarios de petróleo crudo de hasta 24 API.
Canacol Energy reportó el descubrimiento de Pomelo-1 a finales de marzo de 2024; este hallazgo fue en Pueblo Nuevo, Córdoba, y según Promigas, comenzó con una tasa de producción de 4 millones de pies cúbicos por día hasta llegar a los 8 millones en una planta de tratamiento de gas de Jobo.
Otro de los hallazgos que resaltó Promigas fue Sirius, antes Uchuva 2, el cual corresponde al bloque Tayrona. En el proyecto, Ecopetrol tiene una participación de 56% mientras que Petrobras cuenta con 44%.
“Existe un proceso de largo aliento desde que se producen los descubrimientos hasta que se trasladan las moléculas. Las noticias de nuevos descubrimientos son buenas, pero se requieren de unos tiempos para que los proyectos se implementen”, expresó Álvaro Josué Yáñez, socio en CMS Rodríguez-Azuero.
“Existen un proceso desde el descubrimiento hasta el traslado de moléculas. La noticia de nuevos hallazgos es buena, pero se requiere de tiempo para su implementación”.
“Se estima que las necesidades de contratación en firme de gas importado para 2025 estarán en 12% de la demanda, y para 2026 en alrededor de 30%”.
Para Yáñez, la oferta de gas disponible no es suficiente para atender la demanda interna, por lo cual, para alcanzar los volúmenes demandados, se necesitará importar. Lo que preocupa al analista es que no se tiene claro cuál es la cantidad exacta que se tendrá que importar.
“No todos los descubrimientos tienen el mismo tamaño ni la misma viabilidad comercial; este es un tema que jugará en el momento de hacer el cruce entre oferta y demanda. En la medida que no se firmen contratos nuevos, las exploraciones y nuevos hallazgos recibirán un impacto”, concluyó Yáñez.
“Se estima que las necesidades de contratación en firme de gas importado para 2025 estarán en 12% de la demanda, y para 2026 en alrededor de 30%”, señaló el exministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta.
Promigas señaló que la Unidad de Planeación Minero Energética, Upme, presentó alternativas para la importación de gas. Las más documentadas son la importación desde Cartagena y Buenaventura, con el proyecto de infraestructura de importación del Pacífico, señaló.
El documento omitió a La Guajira porque no cuenta con la información sobre su infraestructura de transporte. En la ruta de Buenaventura, la Upme recomendó la ejecución del proyecto con inicio de operación en 2030 para la garantía de abastecimiento y confiabilidad.
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